Горючие газы. Горючие газы, используемые

Лекции для госэкзамена

Добыча, обработка и транспорт природного газа. Классификация газопроводов.

Схемы городских систем газоснабжения.

Устройство подземных газопроводов.

Глубина прокладки газопроводов зависит от состава транспортируемого газа, почвенно-климатических условий, величины динамических нагрузок. Газопроводы, транспортирующие осушенный газ могут пролегать в зоне промерзания грунта. Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м до верха трубы или футляра. В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубину заложения газопроводов допускается уменьшать до 0,6 м. Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2%.

Допускается прокладка двух газопроводов и более в одной траншее на одном или разных уровнях. В городах и населенных пунктах, расположенных в гористой местности, при выборе места расположения ГРП необходимо учитывать дополнительно возникающее гидростатическое давление, которое определяется по формуле

,

Н – разность геометрических отметок, м.

Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникации и сооружения.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100…200 мм больше диаметра газопровода.

На газопроводах внутри футляра должно быть минимальное количество сварных соединений, которые проверяются физическими методами контроля. Участок газопровода покрывают весьма усиленной изоляцией и укладывают на центрирующих диэлектрических прокладках. В конце футляра устанавливается контрольная трубка, с ее помощью можно обнаружить наличие газа в футляре. Нижняя часть трубки приваривается к футляру, а пространство между футляром и газопроводом засыпается мелким гравием или слоем щебня. Конец трубки выводится под ковер и заканчивается пробкой.

При пересечении надземных газопроводов с воздушными линиями электропередачи они должны проходить ниже линий электропередачи. Надземные трубопроводы следует проектировать с учетом компенсации температурных удлинений по фактически возможным температурным условиям. Если продольные деформации нельзя компенсировать за счет изгибов трубопроводов, предусмотренных схемой (за счет самокомпенсации), то следует устанавливать линзовые или П-образные компенсаторы. Сальниковые компенсатора на газопроводах не устанавливаются.

Пересечения газопроводами водных преград осуществляется несколькими способами:

- подвеской к конструкциям существующих мостов;

- строительством специальных мостов;

- использованием несущей способности самих труб с устройством из них арочных переходов;

- выполнением подводного перехода – дюкера.

Способы выполнения перехода газопроводов через ж/д, трамвайные пути и автомобильные дороги могут быть подземными и надземными. Пересечения газопроводов с дорогами выполняют под углом 90*. Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечения прокладывают в стальных футлярах, концы которых выводят на определенные расстояния по СНиП, например, от крайних рельсов ж/д путей не менее 10 м, от крайних рельсов трамвайных путей 2 м, от края проезжей части автомобильной дороги 3.5 м. Диаметр футляра принимают не менее чем на 10мм больше диаметра газопровода.

 

Классификация потребителей газа

И расчет годового и часового потребления газа

Определение потерь давления в газопроводах

Подбор регуляторов давления

 

Основное назначение ГРП и ГРУ – снижение давления газа и поддержание его на заданном уровне независимо от изменения входного давления и расхода газа потребителями. ГРП и ГРУ оснащаются сложным технологическим оборудованием и отличаются в основном только расположением. ГРУ располагают непосредственно в помещениях, где находятся агрегаты, использующие газовое топливо (цехах, котельных). ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности размещают: в пристройках к зданиям; встраивая в одноэтажные производственные здания или котельные; в отдельно стоящих зданиях. В зависимости от места расположения технологического оборудования различают ГРП, газорегуляторные пункты блочные и газорегуляторные пункты шкафные. ГРП и ГРПБ различают входным давлением газа до 0,6МПа и входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2МПа. ШРП различают входным давлением газа до 0,3МПа и входным давлением газа свыше 0,3 до 0,6МПа и свыше 0,6 до 1,2МПа. ГРП по назначению подразделяют на сетевые, которые обеспечивают подачу газа в распределительные сети низкого, среднего и высокого давлений, и объектовые, - служащие источниками газоснабжения для отдельных потребителей.

Здание ГРП должно быть одноэтажным, из материалов 1 и 2 степени огнестойкости. Пол выполняют из несгораемого и не дающего искру материала. Двери должны открываться наружу. Помещение должно освещаться естественным светом (через окна) и искусственным (электрическим). Проводку электрического освещения выполняют во взрывоопасном исполнении. Вентиляция помещения ГРП должны быть естественной и обеспечивать трехкратный воздухообмен в 1 час. Приток осуществляется через жалюзийную решетку, а вытяжка – через дефлектор в перекрытии помещения. Помещение ГРП можно отапливать водяными или паровыми системами от котельной или от АГВ и других котлов, расположенных в пристройке. Отопление должно обеспечить температуру в помещении ГРП не ниже 5*С. если ГРП не попадает в зону грозовой защиты соседних объектов, устанавливается молниеотвод. Помещение ГРП оборудуют пожарным инвентарем (ящик с песком, огнетушители). На вводе газопровода в ГРП и на выходном газопроводе устанавливают отключающие устройства на расстоянии не менее 5 метров и не более 100м.

В состав технологического оборудования регуляторных пунктов входят следующие элементы:

-регулятор давления, понижающий или поддерживающий постоянным давление газа независимо от его расхода;

- предохранительный запорный клапан, прекращающий подачу газа при повышении или понижении его давления после регулятора сверх заданных значений;

- предохранительно-сбросное устройство, предназначенное для сброса излишка газа, чтобы давление не превысило заданное в схеме пункта;

- фильтр газа, служащий для очистки газа от механических примесей;

- контрольно-измерительные приборы, которые фиксируют: давление газа до и после регулятора, а также на обводном газопроводе (манометр); перепад давления на фильтре, позволяющий судить о степени его загрязненности (дифманометр); расход газа (расходомер); температуру газа перед расходомером (термометр);

- импульсные трубопроводы, служащие для присоединения регулятора давления, предохранительно-запорного клапана, предохранительно сбросного устройства и контрольно – измерительных приборов.

Оборудование на технологической линии ГРП и ГРУ располагается в следующей последовательности: запорное устройство, фильтр, ПЗК, регулятор давления, запорное устройство. Кроме того, ГРП и ГРУ должны иметь ПСК. Число технологических линий в зависимости от расхода газа и режима потребления может быть от одной до пяти. Если имеется только одна технологическая линия, то предусматривается обводной газопровод с двумя последовательно расположенными запорными устройствами, который во время ремонта оборудования будет обеспечивать подачу газа потребителям. Временное снижение давления обеспечивается ручным редуцированием с помощью запорных устройств. ГРП могут быть одно- и двухступенчатые. В одноступенчатом пункте входное давление газа снижается до выходного в одном регуляторе, в двухступенчатом – в двух. Установленные последовательно на технологической линии регуляторы будут снижать давление газа в два этапа: первый – до промежуточного (например, с 1,2 до 0,3МПа), второй – до выходного – 0,003МПа. Фильтр и ПЗК устанавливают перед регулятором первой ступени. Одноступенчатые схемы применяют при разности между входным и выходным давлением до 0,6МПа. При больших перепадах используют двухступенчатые схемы. В зависимости от назначения ГРП и ГРУ могут быть выполнены без учета и с учетом расхода газа. При использовании для измерения расхода газа счетчиков ротационного или турбинного типа их устанавливают после регуляторов давления, а в случае применения сужающих устройств (диафрагм) их монтируют до регулятора давления и ПЗК, но после фильтра. ПЗК контролирует верхний и нижний пределы регулирования, а ПСК – только верхний. Причем сначала должен сработать ПСК, а затем ПЗК, поэтому ПСК настраивается на меньшее давление, чем ПЗК. ПСК настраивают на давление, превышающее регулируемое на 15%, ПЗК настраивают на давление на 25 % больше рабочего.

Регуляторы предназначены для автоматического поддержания давления на заданном уровне. Классифицируются по назначению, характеру регулирующего воздействия, связи между входной и выходной величинами, способу воздействия на регулирующий клапан. По характеру регулирующего воздействия регуляторы делят на пропорциональные (статические) и астатические. Мембрана астатического регулятора имеет поршневую форму и ее активная площадь, воспринимающая давление газа, практически не меняется при любых положениях регулирующего клапан. Астатические регуляторы после возмущения приводят регулируемое давление к заданному значению независимо от величины нагрузки и положения регулирующего клапана. В статических регуляторах подмембранная полость отделена от коллектора сальником и соединяется с ним импульсной трубкой. Вместо грузов на мембрану действует сила сжатия пружины.

По способу воздействия на регулирующий клапан различают регуляторы прямого и непрямого действия. В регуляторах прямого действия регулирующий клапан находится под действием регулирующего параметра прямо или через зависимые параметры и при изменении величины регулируемого параметра приводится в действие усилием, возникающим в чувствительном элементе регулятора. В регуляторах непрямого действия чувствительный элемент воздействует на регулирующий клапан посторонним источником энергии.

Выбор типа и размера регулятора давления зависит от расхода газа, его входного и выходного давления. Основными параметрами, определяющими пропускную способность регулятора, являются условный диаметр проходного сечения дросселирующего органа и соответствующий ему коэффициент пропускной способности. Коэффициент пропускной способности характеризует пропускную способность дросселирующего органа и зависит от его проходного сечения и гидравлического сопротивления. Численно он равен количеству воды в тоннах, которое пропускает данное исполнительное устройство при перепаде давлений на его дросселирующем органе 1 кг/см² за 1 час, то есть единицей его измерения является т/ч. Способ определения коэффициента зависит от вида истечения газа через дросселирующее устройство: докритическое, критическое или сверхкритическое. Под критическим понимается истечение газа с максимальной скоростью равной скорости звука, которая может быть достигнута на выходе из дросселирующего органа регулятора при критических или сверхкритических отношениях входного и выходного давлений. В регуляторе давления, который поддерживает низкое давление 200 мм.вод ст. при входном избыточном давлении 0,1МПа и более наступает критический режим истечения газа.

Пропускная способность регулятора при нормальных условиях:

,

где φ – коэффициент, зависящий от р₂/р₁;

f_с – площадь седла, см²;

р₁ – входное абсолютное давление, МПа.

Учитывая значительные потери в корпусе регулятора, действительный расход газа через регулятор будет меньше теоретического, и для его определения вводят поправочный коэффициент a меньше единицы.

 

 

Методы сжигания газа

Лекции для госэкзамена

Горючие газы. Горючие газы, используемые

для газоснабжения и требования, предъявляемые к ним

 

Газы – это одно из агрегатных состояний вещества, в котором его частицы движутся хаотически, равномерно заполняя весь возможный объем.

Горючие газы, применяемые в народном хозяйстве в качестве топлива или химического сырья, по своему происхождению делятся на природные и искусственные. Природный газ чисто газовых месторождений и попутный газ, получаемый при добыче нефти, добываются из недр земли. Искусственные газы получаются при переработке твердого или жидкого топлива или являются побочными продуктами некоторых производств.

Природный газ представляют собой смесь различных углеводородов, причем основным компонентом является метан, содержание которого доходит до 97-98%. В природном газе также содержится в небольших количествах двуокись углерода, азот, пыль и водяной пар. В некоторых природных газах имеется сероводород, содержание которого не превышает 3-4%. Все природные газы чисто газовых месторождений легче воздуха.

Нефтепромысловый (попутный) газ содержится в растворенном виде в нефти (в 1т нефти при давлении в десятки мегапаскалей растворено 50-600 газа в зависимости от месторождения). При извлечении нефти на поверхность и снижении давления содержащейся в ней выделяется. Попутный газ отделяют в сепараторах от нефти, а затем из него выделяют ценные химические продукты и легко сжижаемые углеводороды. В отличие от природного, нефтепромысловый газ содержит меньше метана и больше тяжелых углеводородов. Поэтому теплота сгорания и плотность его выше, чем природного.

Сжиженные газы представляют собой смесь углеводородов, в основном пропана и бутана, с небольшими примесями более тяжелых. Источниками их получения являются попутные газы нефтяных и газоконденсатных месторождений и газы, образующиеся при переработке нефти. При атмосферных условиях СУГ находятся в газообразном состоянии, а при повышении давления или при снижении температуры они превращаются в жидкость. Для транспортировки и хранения эти газы обычно снижаются, а используются у потребителей в газовой фазе.

К искусственным газам относятся коксовый, сланцевый, генераторный и доменный.

Коксовый газ вырабатывается на коксохимических заводах в качестве побочного продукта при производстве металлургического кокса из коксующихся каменных углей. Высокотемпературное коксование угля заключается в сухой перегонке (без доступа воздуха) измельченного угля при температуре 1000-1150 в специальных печах. В результате этого процесса получается твердый остаток (кокс) и газообразные продукты. После извлечения из сырого газа аммиака, ароматических углеводородов и очистки от примесей коксовый газ используется как топливо. Выход коксового газа и его состав сильно зависит от температуры процесса и марки угля.

Сланцевый газ получают путем термической переработки горючих сланцев в каменных печах. После очистки сланцевый газ может подаваться потребителям в чистом виде или в смеси с природным. Для сланцевого газа характерно высокое содержание двуокиси углерода (16,4%).

Генераторный газ является продуктом термической переработки твердого топлива в присутствии окислителя, причем вся горючая масса топлива переходит в газовую фазу. Процесс осуществляется в газогенераторах, а окислителем может быть воздух, кислород; водяной пар или двуокись углерода.

Доменный газ получается при выплавке чугуна в доменных печах как побочный продукт. Процесс образования доменного газа с взаимодействием углерода кокса с дутьем и реакциями восстановления железных руд. Состав доменного газа зависит от влажности и температуры подогрева дутья, обогащения его кислородом, а также добавки к дутью природного газа. Количество сухого доменного газа, образующегося на 1т выплавляемого чугуна, составляет 2200-3200 .

В состав газообразного топлива входят горючие и негорючие газы. Физико-химические и теплотехнические характеристики газового топлива обусловлены различием в составе горючих компонентов и наличием в газе негорючих газообразных компонентов (балластов) и вредных примесей.

К горючим компонентам относятся следующие вещества: метан, водород, оксид углерода.

Метан. Бесцветный нетоксичный газ без запаха и вкуса. При атмосферном давлении и температуре 111К метан сжижается и его объем уменьшается почти в 600 раз. Сжиженный метан является перспективным топливом для многих отраслей народного хозяйства. Вследствие содержания в метане 25% водорода (по массе) имеется большое различие между высшей и низшей теплотой сгорания. Высшая теплота сгорания метана составляет 39820 кДж/м³, а низшая теплота – соответственно 35880 кДж/м³.

Содержание метана в природных газах достигает до 98%, поэтому его свойства практически полностью определяют свойства природных газов.

Сгорание метана в воздухе протекает по уравнению

СН₄ + 2О₂ + 7,52 N₂ = CO₂ + 2H₂O + 7.52N₂.

В результате чего образуется 10,52 нм³ продуктов горения.

Кроме метана, в горючих газах могут содержаться другие предельные и непредельные углеводороды (этан С₂Н₂, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀). Углеводороды метанового ряда имеют формулу С_nH_2n+2, где n – углеродное число, равное 1 для метана, 2 для этана и 3 для пропана.

Окись углерода CO в большом количестве содержится в генераторных газах, являясь наряду с водородом основным горючим компонентом. СО - химически стойкий горючий газ, не имеющий цвета. Плотность СО (1,25 ) незначительно ниже плотности воздуха. Окись углерода является сильным ядом, концентрация его в воздухе в 1% приводит через 1-2 мин к сильному отравлению и смерти. Предельная концентрация СО в воздухе рабочей зоны цехов по существующим нормам не более 0,03 мг/л при длительной работе и не более 0,05 мг/л при пребывании в загазованной атмосфере до 1ч. СО является продуктом неполного сгорания углерода и может находиться в продуктах сгорания любого топлива, содержащего углерод или углеродные соединения. Газы с высоким содержанием СО не следует применять в качестве бытового топлива в квартирах, особенно при отсутствии вентиляции и вытяжки для продуктов сгорания.

Водород Н₂. Бесцветный нетоксичный газ без вкуса и запаха. 1 нм³ водорода, сгорая в теоретически необходимом количестве воздуха, образует 2.88 м³ продуктов горения. Газы с высоким содержанием водорода характеризуются большой скоростью распространения пламени. Водородо-воздушные смеси имеют широкие пределы воспламенения и весьма взрывоопасны. При использовании газов с высоким содержанием водорода необходимо тщательно наблюдать за герметичностью коммуникаций во избежание возможности утечки газа.

В качестве балластных примесей во всех газах, как природных, так и искусственных, имеются азот , водяные пары и двуокись углерода . Азот и двуокись углерода не токсичны и не агрессивны, то есть не обладают коррозионными свойствами. Азот практически не реагирует с кислородом, поэтому при расчете процесса горения его рассматривают как инертный газ. Углекислый газ – бесцветный газ, тяжелый, имеет слегка кисловатый запах и вкус. Концентрация СО₂ в воздухе в пределах 4..5% приводит к сильному раздражению органов дыхания, 10% концентрация в воздухе вызывает сильное отравление. При температуре -20*С и давлении 5.8 МПа СО₂ превращается в жидкость, которую можно перевозить в стальных баллонах. При сильном охлаждении углекислый газ застывает в белую снегообразную массу. Твердую СО₂ («сухой лед») используют для хранения скоропортящихся продуктов и других целей.

Кислород О₂. Бесцветный газ без запаха и вкуса. Вес 1 м³ газа 1.34 кг. Примесь кислорода делает газ взрывоопасным и его содержание в газе ограничивается техническими условиями. Кислорода в газе должно быть не более 1 % по объему.

Кроме перечисленных выше горючих газов и паров искусственные газы содержат некоторое количество смол, аммиака, нафталина. Эти соединения, представляющие большую ценность для химической промышленности, извлекая из газового топлива в установках улавливания или очистки газов.

Сероводород содержится в большинстве искусственных и некоторых природных газах. Это бесцветный горючий тяжелее воздуха (плотность 1,54 ), с сильным запахом, вызывает сильную коррозию металлов, чрезвычайно ядовит. При концентрациях сероводорода выше 1 мг/л смертельное отравление может произойти почти мгновенно от паралича дыхательных центров. Допустимая его концентрация в воздухе помещений установлена не более 0,1мг/л, а в газе, поступающем в городские сети, - не более 2г на 100 .

Сероуглерод в небольших количествах входит в состав газов, получаемых при сухой перегонке топлив, содержащих серу. Температура кипения сероуглерода +46 , то есть при обычных условиях он является жидкостью. Пары сероуглерода в 2,6 раза тяжелее воздуха. Высокие концентрации паров сероуглерода в воздухе приводят к отравлению. Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне 0,01мг/л.

Цианистый водород HCN – сильнейший яд, содержащийся в небольших количествах в газах сухой перегонки топлива. Предельное содержание HCN в газах, применяемых для городского газоснабжения, не выше 0,05 мг/л, предельно - допустимая концентрация в воздухе промышленных предприятий- 0,0003 мг/л.

Наличие водяных паров может привести к образованию конденсата, усиленной коррозии трубопроводов и образованию гидратных пробок при дальнем транспорте природного газа. Во избежание этого, природные и попутные газы перед подачей в магистральные трубопроводы подвергают осушке, при которой одновременно удаляется и двуокись углерода.

Нормальная работа газовых приборов зависит от постоянства состава газа и числа вредных примесей, содержащихся в нем.

Приведем физико-химические показатели природных топливных газов, используемых для коммунально-бытовых целей:

- число Воббе, КДж/м³……………………………..39400 – 52000

- допустимые отклонения числа Воббе

от номинального значения, % не более …………±5

- Масса меркаптановой серы в 1м³, г, не более….0.02

- Масса механических примесей в 1м³, г, не более…0.001

- Объемная доля кислорода, 5, не более…………….1

- Интенсивность запаха при объемной доле 1% газов

в воздухе, баллы, не менее………………………………………3.

Согласно ГОСТ 5542-87* горючие свойства природных газов характеризуются числом Воббе, которое представляет собой отношение теплоты сгорания к квадратному корню из относительной (по воздуху) плотности газа:

W₀ = Q/Öb.

Так как пределы колебания числа Воббе широки, ГОСТ требует устанавливать для газораспределительных систем его номинальное значение с отклонением не более 5%.